Oltre tre volte tanto. Le quotazioni del gas sul mercato Ttf di Amsterdam hanno superato oggi i 93,5 euro al megawattora, contro i 30 di fine febbraio subito prima dell’inizio della guerra in Iran e della riduzione delle forniture attraverso lo Stretto di Hormuz. Fa +200%, a spanne. La corsa riporta l’energia – oltre al caro carburanti che ha scatenato le proteste di autotrasportatori e agricoltori – al centro delle preoccupazioni per l’inverno, quando riscaldamenti accesi e consumi di conseguenza più alti metteranno ulteriormente sotto pressione i bilanci di famiglie e imprese. Mentre il “tetto al prezzo del gas” che il governo Meloni rivendica di aver ottenuto dalla Ue non migliorerà la situazione.

Tornando ai prezzi, il paragone con la crisi del 2022, quando il gas arrivò a 311 euro al megawattora nell’agosto successivo all’invasione russa dell’Ucraina, a prima vista rassicura: oggi non va così male. Ma i prezzi attuali, pur molto sotto quel picco, sono comunque un problema per un continente che dipende ancora pesantemente dalle importazioni. E in particolare per un Paese, l’Italia, in cui il metano continua a pesare molto nella produzione di elettricità e dunque a determinarne il prezzo. Il nostro “mix energetico fortemente dipendente dalle fonti fossili“, annota l’Ufficio parlamentare di bilancio nella nota sulla congiuntura di ottobre, “contribuisce alla maggiore esposizione del nostro Paese alle oscillazioni delle quotazioni delle materie prime energetiche”. Rendendo più rapida, tra l’altro, la propagazione dei rincari dell’energia ai prezzi di beni e servizi, il che gonfia l’inflazione.

Sul fronte delle quantità disponibili, va detto, l’Italia arriva all’inverno con una buona copertura. È stato raggiunto con dieci giorni di anticipo rispetto all’avvio della stagione invernale l’obiettivo del 90% di riempimento degli stoccaggi a fronte di una media europea del 74,5%, con la Germania al 61%. Ma se le riserve allontanano il rischio di una carenza immediata e permettono di affrontare con maggiore sicurezza l’aumento dei consumi, non congelano i prezzi: il gas stoccato viene progressivamente utilizzato e le nuove forniture risentono delle quotazioni internazionali. Se il Ttf resterà vicino ai 90-100 euro, le bollette seguiranno, ovviamente con effetti che dipenderanno anche dai contratti di fornitura e dai tempi di aggiornamento delle tariffe.

La settimana scorsa Facile.it ha stimato che, con le attuali tariffe del mercato libero a prezzo bloccato, il costo medio per riscaldare casa in inverno potrebbe arrivare a 1.016 euro: il 26% in più rispetto al 2025 a parità di consumi. Per chi ha invece un contratto indicizzato, il comparatore aveva previsto a fine agosto una spesa di 709 euro per il gas nel periodo settembre-dicembre, il 43% in più rispetto allo stesso periodo del 2025. Ma da allora il Psv, il prezzo di riferimento del gas all’ingrosso in Italia, è salito fino a 0,99 euro al metro cubo. Aggiornando la stima, l’esborso sale a 750-780 euro, con un aumento annuo superiore al 50%.

È in questo contesto che il governo il 16 ottobre ha presentato come un ottimo risultato l’intesa preliminare con Bruxelles per mettere un tetto al costo del gas utilizzato nelle centrali elettriche. La soglia indicativa è di 59-60 euro al megawattora, contro i 40 euro inizialmente richiesti da Roma che puntava a ottenere il risultato rimborsando ai produttori di elettricità i soldi pagati per le quote europee di emissione. La Commissione ha detto no e alla fine l’accordo è che l’Italia riscriverà il decreto Bollette della scorsa primavera, finora inapplicato, prevedendo un meccanismo di compensazione dei maggiori costi di approvvigionamento dei produttori termoelettrici. L’obiettivo è abbassare il prezzo all’ingrosso della corrente, che in Italia viene fissato in base al costo di produzione negli impianti alimentati a metano. Ma la misura non riguarda il riscaldamento domestico. Non solo: non garantisce uno sconto uniforme a tutti i consumatori: andrà a beneficio, nel 2027, solo di quelli che hanno un contratto a prezzo variabile. I quali peraltro saranno chiamati a coprire i costi del meccanismo attraverso oneri in bolletta.

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Nove viaturas, uma embarcação, dois motores e 420 jerricãs com 10.000 litros de combustível para lanchas rápidas de droga foram apreendidos em operações na costa portuguesa.

© GNR

The European Parliament voted on Thursday, 22nd October, to support a three-year postponement of certain methane emissions obligations for oil, gas and coal imports, substantially extending the timetable proposed by the European Commission.

The decision follows pressure from European governments, energy companies and the United States, which have warned that implementing the regulations under the existing timetable could complicate fossil fuel supplies to the European market.

MEPs approved the amendments by 341 votes to 225, with six abstentions. The revised deadlines must now be negotiated with EU governments before they can become legally binding.

The parliamentary position also extends some postponements to European oil and gas producers, going beyond the Commission’s original proposal.

EU moves away from original timetable

The EU Methane Regulation, adopted in 2024, established requirements intended to reduce methane emissions associated with fossil fuel production, transportation and imports.

Methane is a greenhouse gas with a considerably greater warming effect than carbon dioxide over shorter periods. Emissions occur throughout the oil and gas supply chain, particularly through leaks, venting and incomplete combustion.

Under the existing legislation, new monitoring, reporting and verification requirements for imported fossil fuels were scheduled to begin on 1 January 2027.

However, the Commission proposed amendments on 14 October 2026 to give companies additional time to comply.

The European Parliament has now supported a longer postponement than the Commission requested.

Under the parliamentary amendments, importers of crude oil, natural gas and coal would have until 31 May 2031 to demonstrate equivalent monitoring, reporting and verification arrangements for relevant supplies delivered in 2030.

The requirements would cover supply contracts concluded or renewed since 4 August 2024. Older contracts would remain subject to separate reporting requirements concerning efforts to obtain compliance.

Pressure from the United States and EU governments

Energy security concerns have been central to the debate. The United States has become Europe’s largest supplier of liquefied natural gas, particularly following the reduction of Russian pipeline gas deliveries after Moscow’s full-scale invasion of Ukraine.

American officials have argued that certain provisions of the methane legislation could create substantial compliance difficulties for exporters and potentially disrupt gas deliveries.

France, Italy and the Czech Republic have also supported adjustments to the timetable, reflecting concerns about energy costs, administrative burdens and the availability of alternative supplies.

European industrial consumers remain sensitive to fluctuations in natural gas prices, while the continuing conflict in the Middle East has increased uncertainty in international energy markets.

For importers, the principal concern is obtaining reliable information about emissions generated by suppliers operating outside EU jurisdiction.

European companies must demonstrate compliance using data collected throughout production and transportation networks that they do not necessarily control.

Additional changes for European producers

Parliament’s position includes extensions for certain reporting obligations affecting oil and gas operators within the European Union.

Verified reports combining measurements of methane emissions at individual sources and production sites would be subject to revised deadlines.

For assets operated directly by reporting companies, the proposed deadline would move to February 2030. Certain non-operated assets would be covered by a later deadline in August 2031.

The amendments would also permit continuous monitoring systems to replace separate measurement campaigns where the equipment meets the required technical standards.

Independent verification would remain necessary. Romanian MEP Virgil Popescu, a former energy minister, supported the longer timetable, arguing that companies require additional time to make investments in monitoring infrastructure.

Environmental organisations have opposed further postponements, arguing that delays could prolong avoidable emissions and weaken the regulatory framework established in 2024.

Sanctions and energy security provisions

Parliament also supported an exception preventing fossil fuel supplies covered by relevant EU import sanctions from benefiting from the extended deadlines.

Importers would be required to identify the affected volumes, including where restricted-origin fuels form part of mixed shipments.

The exemption would not authorise trade already prohibited by EU sanctions.

A further amendment would require the European Commission to review implementation readiness by July 2029, including the availability of accredited verifiers and potential risks to energy supplies.

The Commission would then be able to propose additional legislative changes if substantial implementation problems remained.

Negotiations with member states

Thursday’s vote does not repeal the methane legislation or automatically postpone its requirements.

The adopted amendments represent the European Parliament’s negotiating position. The Council of the European Union must agree to any changes before the revised legislation can enter into force.

The outcome forms part of a broader debate over European industrial competitiveness and the economic consequences of environmental regulation.

As EU Today recently reported, Brussels is already adjusting parts of its climate-policy framework in response to pressure from energy-intensive industries.

Negotiations over methane reporting will now determine how far those adjustments extend into Europe’s international energy supply chains and whether the EU can preserve the regulation’s emissions objectives under a longer implementation timetable.

O programa de 7 e 8 de novembro inclui descoberta de macroalgas na Praia do Castelejo. No sábado, há também uma oficina de fermentação e um almoço temático.

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